Analisi termodinamica di cicli IGCC ad alta efficienza

(1)

Corso di Laurea Magistrale in

Ingegneria Energetica

Analisi termodinamica di cicli IGCC ad alta efficienza

Relatore: Prof. Paolo CHIESA

Tesi di Laurea di

Stefano RAZZARI Matr. 765696

(2)

1.1 Produzione di energia elettrica da combustibili fossili ... 10

1.2 Caratteristiche e uso del carbone ... 11

1.3 Caratteristiche e uso del gas naturale ... 12

1.4 Soluzioni innovative per l’utilizzo del carbone ... 13

1.5 Vantaggi degli impianti IGCC ... 14

1.6 Obiettivi e motivazione del presente lavoro ... 15

2. Stato dell’arte ... 16

2.1 I processi di gassificazione ... 16

2.1.1 Introduzione ... 16

2.1.2 Efficienza della gassificazione: definizione di Cold Gas Efficency (CGE) .... 16

2.1.3 Fasi del processo di gassificazione ... 17

2.1.4 Reazioni chimiche ... 18

2.1.5 Effetto di alcuni parametri di processo ... 19

2.2 I gassificatori ... 20

2.2.1 Categorie di gassificatori ... 20

2.2.2 Caratteristiche dei gassificatori a letto trascinato ... 24

2.3 Configurazione tipica di un impianto IGCC ... 27

2.3.1 Gassificatore ... 28

2.3.2 Sezione di separazione aria (ASU) ... 28

2.3.3 Raffreddamento del syngas ... 30

2.3.4 Depurazione del syngas ... 35

2.3.5 Produzione di potenza ... 40

2.4 Prestazioni di un impianto IGCC ... 43

2.5 Possibili evoluzioni tecnologiche... 46

2.6 Configurazioni innovative considerate nel presente lavoro ... 48

(3)

4.1 Descrizione impianto di riferimento ... 53

4.2 Modelli delle principali unità e ipotesi di simulazione ... 60

4.3 Risultati della simulazione effettuata ... 67

5 Ciclo a gas con preriscaldamento aria ... 73

5.1 Descrizione impianto ... 73

5.3 Risultati delle simulazioni effettuate ... 80

5.3.1 Scelta del rapporto di compressione ottimo ... 80

5.3.2 Risultati della simulazione relativa al caso con rapporto di compressione ottimo ... 83

6 Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata ... 90

6.1 Descrizione dell’impianto ... 90

7 Ciclo a gas con preriscaldamento aria, compressione interrefrigerata e ricombustione ... 108

7.1 Descrizione dell’impianto ... 108

8 Conclusioni ... 127

Acronimi utilizzati ... 133

(4)

Figura 2.2: Gassificatore a letto fluido ... 23

Figura 2.3: Gassificatore a letto trascinato ... 24

Figura 2.4: Sistema lock-hopper per la pressurizzazione del carbone alimentato al gassificatore... 26

Figura 2.5: Schema tipico di un impianto IGCC ... 27

Figura 2.6: Schema di un ASU a doppia colonna ... 29

Figura 2.7: Syngas cooler radiativo e convettivo ... 31

Figura 2.8: Gas Quench ... 32

Figura 2.9: Water quench totale ... 33

Figura 2.10: Water Quench parziale ... 33

Figura 2.11: Gassificatore di tecnologia Shell [3] ... 34

Figura 2.12: Gassificatore di tecnologia GE Energy/Texaco[3] ... 35

Figura 2.13: Scrubber ad acqua ... 36

Figura 2.14: Curva di solubilizzazione della CO2 nei solventi chimici e fisici ... 37

Figura 2.15: Schema processo Selexol ... 38

Figura 2.16: Schema processo Rectisol [7] ... 39

Figura 2.17: Schema sistema di assorbimento chimico tramite ammine [7] ... 40

Figura 2.18: Diagramma dei flussi di potenza in un impianto IGCC [2] ... 45

Figura 4.1: Schema del gassificatore ... 53

Figura 4.2: Schema dell'ASU ... 54

Figura 4.3: Schema di gassificatore e processo di raffreddamento del syngas ... 55

Figura 4.4: Schema sistema AGR di tipo Selexol ... 56

Figura 4.5: Schema del ciclo a vapore ... 58

Figura 4.6: Schema complessivo dell'impianto ... 59

Figura 4.7: Modello del gassificatore ... 60

Figura 4.8: Diagramma di scambio termico della caldaia e dei syngas cooler ... 71

Figura 5.1: Schema di gassificatore e raffreddamento del syngas ... 74

Figura 5.3: Potenza prodotta in funzione del rapporto di compressione ... 82

Figura 5.4: Rendimento in funzione del rapporto di compressione ... 82

Figura 5.5: Diagramma di scambio termico del preriscaldatore aria ... 86

Figura 5.6: Diagramma di scambio termico di caldaia e syngas cooler ... 88

Figura 6.1: Schema di gassificatore e raffreddamento syngas ... 91

(5)

Figura 7.4: Potenze in funzione del rapporto di compressione ... 119

Figura 7.5: Rendimento in funzione del rapporto di compressione ... 119

Figura 7.6: Diagramma di scambio termico del preriscaldatore aria ... 123

(6)

Tabella 3.2: Composizione aria ambiente. ... 51

Tabella 3.3: Analisi immediata carbone... 51

Tabella 3.4: Composizione elementare carbone ... 51

Tabella 3.5: Altre caratteristiche del carbone ... 52

Tabella 4.1: Prestazioni turbina a gas alimentata a gas naturale... 57

Tabella 4.2: Portate in ingresso al gassificatore ... 61

Tabella 4.3: Consumi energetici del gassificatore ... 61

Tabella 4.4: Caratteristiche del vapore prodotto ... 61

Tabella 4.5: Assunzioni di progetto ASU e compressione ossigeno ... 62

Tabella 4.6: Assunzioni di progetto compressori azoto ... 61

Tabella 4.7: Ipotesi di calcolo syngas coolers ... 63

Tabella 4.8: Ipotesi di calcolo processo Selexol ... 64

Tabella 4.9: Composizione syngas in ingresso e in uscita dalla sezione AGR ... 64

Tabella 4.10: Assunzioni di progetto turbina a gas ... 65

Tabella 4.11: Livelli di pressione ... 66

Tabella 4.12: ΔT degli scambiatori, per tutti i livelli di pressione ... 66

Tabella 4.13: Rendimenti isoentropici dei componenti………..…...66

Tabella 4.14: Altre assunzioni di progetto relative al ciclo a vapore ... 66

Tabella 4.15: Proprietà termodinamiche e composizione chimica nei principali punti dell'impianto ... 68

Tabella 4.16: Bilancio di massa gassificatore ... 69

Tabella 4.11: Bilancio energetico gassificatore……….……...70

Tabella 4.18: Bilancio di massa della turbina a gas ... 69

Tabella 4.19: Bilancio energetico della turbina a gas ... 70

Tabella 4.20: Bilancio di massa del ciclo a vapore ... 71

Tabella 4.21: Bilancio energetico del ciclo a vapore ... 72

Tabella 4.22: Bilancio delle potenze complessivo ... 72

Tabella 5.1: Ipotesi di calcolo preriscaldatore aria ... 78

Tabella 5.2: Assunzioni di calcolo turbina a gas ... 79

Tabella 5.3: Prestazioni dell'impianto in funzione del rapporto di compressione... 81

Tabella 5.4: Proprietà termodinamiche e composizione chimica in alcuni punti dell’impianto………..84

Tabella 5.5: Bilancio di massa del gassificatore………..85

Tabella 5.6: Bilancio energetico del gassificatore……….………..………85

Tabella 5.7: Caratteristiche del preriscaldatore dell'aria……….85

(7)

Tabella 6.2: Ipotesi di calcolo valide per entrambi gli scambiatori ... 95

Tabella 6.3: Ipotesi di calcolo turbina a gas... 96

Tabella 6.5: Proprietà termodinamiche e composizione chimica in alcuni punti dell'impianto ... 101

Tabella 6.6: Bilancio di massa del gassificatore ... 102

Tabella 6.7: Bilancio energetico del gassificatore ... 102

Tabella 6.8: Caratteristiche del preriscaldatore ad alta temperatura ... 103

Tabella 6.9: Caratteristiche del preriscaldatore a bassa temperatura ... 103

Tabella 6.14: Bilancio energetico globale dell’impianto ... 107

Tabella 7.1: Ipotesi di calcolo del preriscaldatore dell'aria ... 114

Tabella 7.2: Ipotesi di calcolo della turbina a gas ... 116

Tabella 7.4: Proprietà termodinamiche e composizione chimica in alcuni punti dell'impianto ... 121

Tabella 7.5: Bilancio di massa del gassificatore ... 122

Tabella 7.6: Bilancio energetico gassificatore ... 122

Tabella 7.7: Caratteristiche del preriscaldatore dell'aria ... 122

Tabella 7.12: Bilancio energetico globale dell’impianto ... 126

Tabella 8.1: Prestazioni del ciclo a gas nelle diverse configurazioni di impianto ... 128

Tabella 8.2: Prestazioni del ciclo a vapore nelle diverse configurazioni di impianto.. 129

Tabella 8.3: Bilancio termico globale dell'impianto ... 130

Tabella 8.4: Potenza assorbita dagli ausiliari ... 131

(8)

preoccupazione per gli effetti dannosi delle emissioni dagli impianti di produzione di energia elettrica è opportuno studiare soluzioni tecnologicamente avanzate per la generazione di energia elettrica da combustibile fossile con elevato rendimento di conversione e con ridotte emissioni di sostanze inquinanti.

In particolare questo studio si concentra sugli impianti a ciclo combinato con gassificazione del carbone integrata, i quali hanno rendimento simile a quello che si ottiene con un impianto a vapore USC, ma con emissioni inquinanti ridotte rispetto a questi ultimi.

L’obiettivo di questo lavoro è l’analisi delle prestazioni di nuove configurazioni di impianto al fine di migliorare l’efficienza termodinamica del processo di raffreddamento del syngas. Nelle configurazioni studiate il calore recuperato dal syngas è fornito al ciclo a gas invece che al ciclo a vapore.

Nei primi due capitoli vengono illustrati i vantaggi derivanti dall’utilizzo degli impianti IGCC e lo stato attuale della tecnologia di tali impianti.

Nel terzo capitolo vengono illustrate le caratteristiche del programma utilizzato per le simulazioni e le assunzioni di calcolo adottate. Segue un capitolo in cui è illustrata la configurazione di riferimento con i syngas coolers tradizionali e sono presentati i risultati della relativa simulazione. Infine, nei capitoli successivi sono illustrate in dettaglio tre configurazioni di impianto avanzate, le ipotesi di calcolo e i risultati delle simulazioni effettuate per ciascuna configurazione. La prima soluzione analizzata prevede la sola aggiunta dello scambiatore che preriscalda l’aria compressa a monte del combustore. La seconda prevede, oltre al citato preriscaldatore, una compressione interrefrigerata, mentre l’ultima configurazione è dotata anche di ricombustione.

Nel capitolo conclusivo è presente il confronto dei risultati ottenuti. La configurazione con il solo preriscaldamento dell’aria permette di ottenere efficienza di conversione maggiore rispetto all’impianto di riferimento.

(9)

studying advanced solutions to generate electricity from fossil fuels with high conversion efficiency and reduced emissions. This work regards integrated gasification combined cycles, which have the same efficiency of a USC steam cycle, but lower pollutant emissions.

The aim of this work is the analysis of the performances of new IGCC plant configurations to get higher thermodynamic efficiency in syngas cooling. In the studied configurations the recovered heat is supplied to the gas cycle instead of to the steam cycle.

In the first two chapters the advantages of using IGCC plants and the state of art of this technology are described.

In the third chapter is presented the code used for simulations and the simulation assumptions.

In the fourth chapter the configuration of the reference plant with traditional syngas cooling is described and the results of simulations are presented. In the next chapters are shown three advanced IGCC plant configurations, and the results of the simulation for each configuration. The first solution is an IGCC plant with an air heater before the gas cycle compressor. The second configuration has, besides the air heater, an intercooled compression, and the third one has a recombustion after the first gas expansion.

In the last chapter the results of all simulations are compared. The plant configuration with the air heater shows higher conversion efficiency than the reference plant.

(10)

10

1. Introduzione

1.1 Produzione di energia elettrica da

combustibili fossili

Per la produzione di energia elettrica, a partire dall’inizio del secolo scorso, sono stati utilizzati soprattutto i combustibili fossili. La produzione di energia elettrica, e con essa il consumo dei combustibili fossili, è aumentata fortemente a partire dal secondo dopoguerra. In particolare il combustibile più utilizzato storicamente per questo fine è stato il carbone, tuttavia nei paesi industrializzati si è affermato, nella seconda metà del secolo, l’utilizzo del petrolio e dei suoi derivati, i quali garantivano costi di estrazione e trasporto inferiori rispetto al carbone, oltre ad essere meno inquinanti. Negli ultimi decenni, con la diffusione degli impianti a ciclo combinato alimentati a gas naturale, è aumentato l’uso di quest’ultimo combustibile.

Una frazione importante di elettricità è prodotta a partire dalla fonte nucleare, ma una larga diffusione dell’impiego di questa fonte si scontra con gli elevati investimenti necessari e con le problematiche legate alla sicurezza.

Per quanto riguarda la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, solo la fonte idroelettrica ha avuto da sempre un ruolo importante rispetto al fabbisogno di energia elettrica globale, soprattutto nelle aree del pianeta più ricche di acqua. Negli ultimi decenni si stanno diffondendo impianti di generazione da fonte eolica, geotermica, solare o da recuperi termici derivanti dalla combustione di biomasse, rifiuti solidi urbani o da processi industriali. Nonostante la rapida e recente diffusione queste fonti contribuiscono in maniera ridotta alla produzione globale di energia elettrica.

Allo stato attuale quindi la maggior parte dell’energia elettrica è prodotta a partire dai combustibili fossili, attraverso la conversione termodinamica dell’energia termica generata dalla loro combustione.

I combustibili fossili utilizzati attualmente per questo fine sono soprattutto il carbone ed il gas naturale. Il petrolio e i suoi derivati sono utilizzati per questo scopo molto meno rispetto a quanto avveniva in passato. La diminuzione nel loro impiego è causata dai sempre crescenti costi di estrazione e trasformazione del petrolio e dal fatto che i suoi derivati sono impiegati anche come fonte energetica in altri campi, per esempio quello dei trasporti, per i quali sono gli unici combustibili utilizzabili, a meno di altre soluzioni innovative che sono allo studio al momento ma che non hanno ancora incontrato successo industriale.

Nel grafico in figura 1.1 è riportata la generazione elettrica mondiale suddivisa secondo la fonte energetica, relativo ai dati del 2010 pubblicati dalla International Energy Agency [1].

(11)

11 Figura 1.1: Suddivisione per fonti della produzione globale di energia elettrica nel 2010[1] Nell’anno 2010 oltre circa i due terzi del fabbisogno mondiale di energia elettrica sono stati prodotti da fonti fossili, soprattutto carbone (41%) e gas naturale (22%).

Nei paragrafi successivi sono illustrate le caratteristiche dei due combustibili più utilizzati, carbone e gas naturale, oltre ai vantaggi e alle problematiche derivanti dal loro utilizzo.

1.2 Caratteristiche e uso del carbone

Il carbone è una miscela di molecole molto complesse, che contiene al suo interno anche specie più semplici, come idrocarburi leggeri o umidità. È caratterizzato da una composizione molto variabile che dipende dal periodo di formazione e dalla zona di estrazione. Contiene una certa quantità di umidità e di ceneri non combustibili, sostanze volatili, anch’esse in quantità variabile, e un residuo solido fisso, costituito dalle molecole organiche più complesse. Per quanto riguarda la composizione elementare, il componente più abbondante in massa è il carbonio; sono presenti inoltre ossigeno, azoto, zolfo e idrogeno. Come anticipato la composizione molecolare è complessa e spesso sconosciuta. Anche il potere calorifico inferiore è variabile, può assumere valori che vanno da 18 MJ/kg fino a 25 MJ/kg.

I prodotti della combustione del carbone sono pertanto ossidi di carbonio, acqua, ossidi di zolfo, ossidi di azoto, e altre molecole complesse a base di carbonio. Inoltre nei gas combusti rimangono particelle solide, che sono sia particelle carboniose incombuste sia ceneri, cioè la parte non combustibile presente nel carbone.

(12)

12 Proprio a causa della presenza di molecole complesse e di particelle solide nei gas combusti non è possibile utilizzare il carbone in sistemi a combustione interna, poiché le particelle solide potrebbero danneggiare parti dell’espansore, mentre alcuni composti, per esempio quelli dello zolfo potrebbero attaccare i materiali, anche a causa delle elevate temperature raggiunte dai gas combusti.

Il carbone è quindi utilizzato in impianti a combustione esterna, che nel caso della produzione di energia elettrica consistono in cicli a vapore nei quali il calore è generato dalla combustione del carbone in una caldaia, e trasferito al fluido in cambiamento di fase attraverso degli scambiatori. La presenza di superfici di scambio termico limita la temperatura massima del vapore prodotto, e di conseguenza il rendimento di conversione dell’impianto è limitato. Inoltre, poiché nei gas derivanti dalla combustione del carbone sono presenti specie inquinanti, in particolare ossidi di zolfo e di azoto, negli impianti a carbone più recenti sono installati complessi sistemi di abbattimento delle emissioni, con aumento dei costi di investimento e di esercizio.

Il carbone è, tra i combustibili fossili, quello con le riserve più abbondanti, inoltre tali riserve sono distribuite in maniera più uniforme sul pianeta rispetto a quelle di petrolio e gas naturale. Anche i costi di approvvigionamento del carbone sono inferiori rispetto a quelli degli altri combustibili fossili.

Nonostante la minore efficienza e i maggiori costi di investimento e di esercizio degli impianti alimentati a carbone quest’ultimo è il combustibile più utilizzato, per i già citati vantaggi in termini di costi e diffusione delle risorse.

1.3 Caratteristiche e uso del gas naturale

Il gas naturale è una miscela di idrocarburi semplici, costituita in massima parte da metano. Ha potere calorifico più elevato rispetto al carbone e, poiché non contiene particelle solide né sostanze dannose per i materiali può essere impiegato in sistemi a combustione interna. Il consumo di gas naturale per la produzione di energia elettrica è aumentato molto negli ultimi decenni in relazione alla diffusione degli impianti di generazione basati sul ciclo combinato, per i quali è, attualmente, l’unico combustibile utilizzato. Il combustibile alimenta una turbina a gas e l’energia termica contenuta nei gas all’uscita della turbina è recuperata in un ciclo a vapore. L’assenza di superfici di scambio e la possibilità di raffreddare le parti critiche della macchina permette di raggiungere temperature di combustione più elevate di quelle raggiungibili con sistemi a combustione esterna: le maggiori temperature raggiunte, oltre allo sfruttamento dell’energia termica dei gas di scarico, consentono di ottenere le efficienze di conversione più elevate tra gli impianti di generazione elettrica da combustibili fossili. I vantaggi derivanti dall’elevata efficienza di conversione raggiunta, dai contenuti costi di investimento necessari e dalle basse emissioni inquinanti hanno favorito la diffusione

(13)

13 di questo tipo di impianto, nonostante gli elevati costi di gestione che derivano dal fatto che possono essere alimentati esclusivamente con combustibili di elevata qualità [2].

1.4 Soluzioni innovative per l’utilizzo del carbone

In considerazione del fatto che il fabbisogno globale di energia elettrica è destinato ad aumentare nei prossimi decenni, e che le riserve accertate di gas naturale sono meno abbondanti rispetto a quelle di carbone, appare necessario adottare soluzioni innovative che permettano di sfruttare il carbone, o altri combustibili di scarsa qualità, con i vantaggi di carattere ambientale caratteristici delle turbine a gas [2].

Esistono diverse tecnologie che consentono di sfruttare l’energia di combustibili di basso pregio nel rispetto delle normative ambientali:

 USC (Ultra Super Critical Rankine Cycle): sono impianti costituiti da un tradizionale ciclo a vapore, generato in condizioni supercritiche, e dotate di moderni sistemi di abbattimento delle emissioni.

 FBC (Fluidized Bed Combustor): si tratta di cicli a vapore supercritico, nei quali la caldaia tradizionale è sostituita da un combustore a letto fluido. Questa soluzione consente la combustione di qualsiasi tipo di combustibile solido, inoltre permette la rimozione delle specie inquinanti durante il processo di combustione.

 IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle): sono impianti a ciclo combinato integrati con una sezione di gassificazione del combustibile solido, che, trasformato in un combustibile gassoso, può alimentare la turbina a gas.  PFBC (Pressurized Fluidized Bed Combustor) sono impianti a ciclo combinato

nei quali il combustore della turbina a gas è sostituito con un combustore a letto fluido pressurizzato, che quindi possono essere alimentati con qualsiasi tipo di combustibile.

 EFCC (Externally-Fired Combined Cycle): si tratta di impianti a ciclo combinato nei quali il calore è fornito al fluido di lavoro da una fonte esterna.

Allo stato attuale tuttavia, l’utilizzo del carbone è economicamente competitivo solo se esso è impiegato in centrali a vapore USC ad elevate prestazioni, che tuttavia devono essere dotate dei migliori dispositivi di abbattimento delle emissioni attualmente disponibili.

Gli impianti a ciclo combinato con sezione di gassificazione integrata (IGCC) sembrano invece essere una soluzione promettente per l’utilizzo del carbone nel prossimo futuro: consentono di ottenere i vantaggi offerti dalle turbine a gas in ciclo combinato in termini

(14)

14 di impatto ambientale, pur essendo alimentati con combustibili di bassa qualità, come carbone, residui di raffineria o biomassa. I vantaggi derivanti dall’impiego di tale tecnologia sono presentati nel paragrafo seguente.

1.5 Vantaggi degli impianti IGCC

Il processo di gassificazione permette di trasformare il combustibile in un gas di sintesi (syngas) che può essere ossidato nel combustore del ciclo a gas, mentre il calore prodotto durante tale processo è recuperato attraverso la generazione di vapore, che espande nella turbina del ciclo a vapore a recupero.

Attualmente impianti di questo tipo sono impiegati per la combustione di residui di raffineria ad alto contenuto di zolfo, poiché essi garantiscono elevata efficienza di rimozione dei composti solforati inquinanti. Invece per quanto riguarda impianti IGCC alimentati a carbone le realizzazioni esistenti sono ancora pochissime, poiché la maggiore complicazione e conseguentemente il maggior costo di impianto e la minore affidabilità rispetto agli impianti a vapore USC ne frenano la diffusione.

Il vantaggio principale ottenibile con l’utilizzo di impianti IGCC per lo sfruttamento del carbone è la possibilità di avere emissioni inquinanti inferiori rispetto agli impianti che sfruttano la combustione diretta del combustibile, sia per quanto riguarda le particelle solide che gli ossidi di zolfo e di azoto. La produzione di ossidi di azoto è limitata controllando la temperatura di combustione, mentre la depurazione del syngas prodotto, a monte della sua combustione, evita l’emissione di composti solforati e di particolato solido, la cui rimozione sarebbe comunque necessaria poiché la presenza di particelle solide nei gas combusti danneggerebbe l’espansore della turbina.

La rimozione dei composti dello zolfo dal syngas può essere realizzata con efficienze maggiori e costi inferiori rispetto ad una operazione analoga effettuata sui gas di scarico, a causa della maggiore diluizione delle specie da rimuovere in questi ultimi. Inoltre gli impianti di tipo IGCC possono essere più convenientemente integrati con i

sistemi di cattura della CO2, nel caso in futuro sistemi di questo tipo, oggi allo stato di

studio e sperimentazione su impianti di piccola scala, siano adottati anche per impianti

di produzione di larga scala. Infatti anche la CO2 presenta concentrazione maggiore

nel syngas rispetto a quella che avrebbe nei gas combusti, quindi la rimozione precombustione, possibile in un impianto IGCC, presenta costi inferiori ed efficienze maggiori.

Rispetto alle altre soluzioni innovative citate, gli impianti IGCC presentano infine il vantaggio di utilizzare esclusivamente componenti da tempo noti e adottati nell’industria chimica e meccanica, quindi la loro diffusione non presenta le incognite relative allo sviluppo radicale di nuove tecnologie.

(15)

15 Se in un prossimo futuro le normative ambientali diverranno maggiormente restrittive gli impianti IGCC potranno costituire una soluzione molto interessante per l’utilizzo del carbone.

1.6 Obiettivi e motivazione del presente lavoro

I vantaggi citati, soprattutto quelli riguardanti gli aspetti ambientali, giustificano l’interesse verso questa tecnologia e lo studio dei suoi possibili miglioramenti: infatti la tecnologia dei cicli a vapore tradizionali si può considerare matura, mentre per gli impianti IGCC è possibile un’evoluzione tecnologica nella direzione di maggiore affidabilità, di costi di investimento inferiori, e di efficienza di conversione più elevata [2]. In particolare sono allo studio alcune soluzioni innovative per il miglioramento dell’efficienza di impianto, che verranno illustrate nel capitolo relativo allo stato dell’arte.

Lo studio presentato nel presente lavoro ha come obiettivo il miglioramento dell’efficienza di conversione (rendimento elettrico netto) di un impianto IGCC attraverso lo sviluppo di configurazioni innovative del processo di raffreddamento del syngas e del ciclo gas, nelle quali il calore recuperato viene fornito al ciclo a gas anziché al ciclo a vapore. Le configurazioni innovative sviluppate saranno illustrate nei capitoli seguenti, simulate con un codice numerico sviluppato dal Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano, e confrontate con un impianto IGCC di riferimento (la cui configurazione del ciclo gas e dei syngas coolers è di tipo convenzionale).

Il lavoro è articolato nel seguente modo:

 nel Capitolo 2 è riportata una descrizione della configurazione e del funzionamento degli impianti IGCC esistenti e le loro possibili evoluzioni tecnologiche.

 nel Capitolo 3 è descritto il codice utilizzato per le simulazioni e sono illustrate le assunzioni di calcolo effettuate.

 nel Capitolo 4 è presentata la configurazione dell’impianto di riferimento e sono riportati i risultati della simulazione relativa.

 Nei capitoli 5, 6 e 7 sono descritte le configurazioni di impianto avanzate e sono presentati i risultati delle relative simulazioni.

(16)

16

2. Stato dell’arte

2.1 I processi di gassificazione

2.1.1 Introduzione

La gassificazione consiste nella trasformazione di un combustibile solido in un combustibile gassoso, attraverso un complesso insieme di reazioni.

Il processo avviene in un reattore stazionario e isobaro, i flussi entranti sono:  Carbone

 Ossidante  Acqua

Mentre i flussi uscenti sono:  Syngas

 Ceneri

L’ossidante può essere aria prelevata dall’ambiente, ma nella maggior parte delle applicazioni industriali è impiegato ossigeno con diversa purezza a seconda delle necessità. L’acqua è necessaria come reagente in alcune reazioni ed è introdotta anche per moderare la temperatura del reattore.

Il syngas costituisce il prodotto del processo di gassificazione, mentre le ceneri sono il residuo solido della gassificazione, e assumono diverse forme a seconda delle condizioni alle quali avviene la gassificazione. Si possono trovare sottoforma di polveri volatili di varia grandezza, che prendono il nome di “fly ashes”, oppure se la temperatura è superiore alla temperatura di fusione delle ceneri, di scorie agglomerate fuse, che vanno sotto il nome di “slag”.

2.1.2 Efficienza della gassificazione: definizione di Cold Gas

Efficency (CGE)

Lo scopo della gassificazione del carbone è trasferire l’energia chimica contenuta in quest’ultimo ad un combustibile gassoso. Come tutti i processi di trasformazione dell’energia non ha efficienza unitaria: poiché le reazioni chimiche necessarie al processo di gassificazione avvengono ad elevata temperatura è necessario dissipare parte dell’energia contenuta nel combustibile per aumentare la temperatura del

(17)

17 reattore. Tuttavia una parte di questa energia può essere recuperata raffreddando il reattore, mentre un’altra parte rimane come calore sensibile nel syngas, che esce dal reattore ad elevata temperatura. Inoltre altre perdite energetiche dipendono dalla conversione del carbone che non è unitaria: particelle di carbonio non combuste possono essere eliminate con le ceneri, ed infine, con la separazione delle specie inquinanti dal syngas, si elimina il potere calorifico di queste ultime.

La Cold Gas Efficiency è un indice che rappresenta l’efficienza energetica del processo di gassificazione: è definita come il rapporto tra la potenza uscente dal gassificatore come potere calorifico del syngas e la potenza entrante associata al carbone.

CGE = m'syngas*PCIsyngas

m'_carbone*PCI_carbone

2.1.3 Fasi del processo di gassificazione

La gassificazione del carbone è sostanzialmente un processo di ossidazione che avviene in difetto di ossigeno rispetto ad una combustione stechiometrica. Secondo quanto descritto in [3], le fasi principali del processo sono:

 Deumidificazione: il carbone si scalda e l’acqua presente progressivamente evapora

 Pirolisi: a temperature comprese tra i 400 e i 600°C le molecole più volatili si liberano formando la frazione gassosa, composta dai composti volatili e da oli ed idrocarburi pesanti presenti allo stato di vapore o liquido in sospensione, che vengono indicati con il nome di tar.

 Cracking termico: se la temperatura raggiunta dal syngas è maggiore di 1000°C

le molecole pesanti della frazione volatile si decompongono in H2, CO2 e CO;

se invece la temperatura è contenuta i tar escono con il syngas rimanendo nella forma di vapore o liqudo in sospensione. Il residuo solido poroso che risulta è detto char.

 Combustione del char: gli idrocarburi più pesanti presenti nel char reagiscono ad elevata temperatura con l’ossigeno.

(18)

18

2.1.4 Reazioni chimiche

Durante il processo di gassificazione avvengono numerose reazioni, che si possono raggruppare secondo diverse tipologie:

Reazioni di ossidazione

 C +1 2 O →CO  CO+ 1 2O →CO2  C +O₂ →CO2  H+1 2O2→H2O

Queste reazioni, che sono fortemente esotermiche e veloci, sono necessarie a fornire il calore utile per scaldare il gas alla temperatura desiderata, sono quindi desiderate nonostante consumino una parte del potere calorifico del combustibile, e riducano di conseguenza il potere calorifico del syngas prodotto.

Reazioni di riduzione

 C + CO2→ 2CO reazione di Bouduard

 C+H2O→CO + H2 reazione di gassificazione

Queste reazioni sono endotermiche, sono quindi favorite alle alte temperature. È necessario favorire queste reazioni al fine di avere un gas con elevata presenza di CO

e H2 e quindi elevato potere calorifico.

Reazione di Water-Gas shift

CO + H2O ↔ CO2 + H2

Si tratta di una reazione esotermica necessaria per aumentare il rapporto H2/CO nel

syngas. Nei casi in cui si desidera un elevato rapporto H2/CO, per esempio in un

impianto per la produzione di idrogeno o in un impianto per produzione di energia

elettrica dotato di sistemi per la separazione della CO2 è possibile aggiungere un

(19)

19

Reazione di metanazione

C + 2H2 ↔ CH4

È una reazione esotermica, favorita quindi dalle basse temperature. Consuma parte dell’idrogeno, tuttavia la presenza di metano nel syngas è utile perché ne aumenta il potere calorifico, inoltre, poiché si tratta di una reazione esotermica, è utile al fine di aumentare la temperatura del gas.

Reazioni che coinvolgono altri elementi

Le reazioni sopra citate sono quelle che descrivono il processo di gassificazione, tuttavia non tengono conto degli elementi contenuti nel carbone in quantità minore, ma che possono formare composti inquinanti o dannosi per alcuni componenti dell’impianto, che devono quindi essere rimossi dal syngas prodotto.

 Zolfo: lo zolfo presente nel carbone reagisce con l’idrogeno e l’ossigeno presenti nel gassificatore. Data l’atmosfera povera di ossigeno si converte in

H2S. una piccola parte di esso si ossida a SO2, che poi reagisce col carbonio e

forma COS.

 Azoto: la maggior parte dell’azoto si converte in azoto molecolare. Una minima parte reagisce con l’idrogeno e forma ammoniaca, inoltre, sempre a causa dell’ambiente povero di ossigeno anche la formazione di ossidi di azoto è ridotta al minimo.

2.1.5 Effetto di alcuni parametri di processo

Temperatura

Aumentando la temperatura del reattore si sposta l’equilibrio in favore delle reazioni endotermiche di gassificazione, si favorisce il cracking termico degli idrocarburi più pesanti presenti nel tar e si velocizza la cinetica di tutte le reazioni. È quindi favorita la

formazione di molecole semplici, come H2, CO, CH4. La presenza di queste specie,

dall’elevato potere calorifico, aumenta la CGE del processo, tuttavia per elevare la temperature sono necessarie reazioni di ossidazione che riducono la CGE. La scelta della temperatura ottimale non dipende solo dal valore della CGE, ma anche dai costi di investimento e di processo [3]. In generale la temperatura scelta è la minima sufficiente per ottenere una buona CGE, il cracking del tar, una cinetica sufficientemente veloce e la fusione delle ceneri. Se la fusione delle ceneri non è prevista la temperatura scelta sarà di poco inferiore al valore di fusione delle ceneri.

(20)

20

Pressione

Il valore della pressione non influenza l’equilibrio chimico del processo, poiché la maggior parte delle reazioni presenti non comporta variazione del numero di moli. Una pressione più elevata permette di ridurre le dimensioni del reattore, ma è limitata dalle caratteristiche strutturali dell’impianto [3]. Inoltre la pressione di gassificazione influenza le prestazioni dell’impianto IGCC: pressione maggiore comporta maggiori pressioni parziali degli inquinanti che permettono maggiori efficienze dei processi di rimozione [3]. Infine con la pressione aumenta la temperatura del recupero termico dal syngas nel caso di raffreddamento con water quench, come verrà illustrato in seguito.

Scelta dell’ossidante

Come anticipato come ossidante può essere impiegata aria o ossigeno prodotto da una sezione di impianto dedicata. Questa soluzione comporta un elevato consumo energetico, tuttavia presenta numerosi vantaggi:

 Riduzione delle dimensioni dell’impianto, determinata dalla minore portata del flusso di ossidante in ingresso.

 La quantità di inerti presenti nel gassificatore è sensibilmente minore, con conseguente diminuzione del calore necessario al raggiungimento delle temperature di gassificazione. Per la generazione di questo calore è necessario un maggiore avanzamento delle reazioni di ossidazione, con una diminuzione della CGE nel caso di alimentazione ad aria.

 Il potere calorifico del syngas prodotto è sensibilmente maggiore poiché esso non contiene la portata di inerte introdotto con l’aria. Inoltre la pressione parziale degli inquinanti maggiore facilita il processo di rimozione.

La presenza dei vantaggi citati porta alla scelta di alimentare il gassificatore con ossigeno. La maggior parte dei gassificatori esistenti impiega quindi ossigeno come ossidante, nonostante il notevole consumo energetico derivante dal processo di separazione aria.

2.2 I gassificatori

2.2.1 Categorie di gassificatori

I gassificatori possono essere classificati secondo tre categorie a seconda del funzionamento del letto:

(21)

21  Gassificatori a letto fluido

 Gassificatori a letto trascinato

Gassificatore a letto fisso

In questa configurazione il carbone entra dall’alto e fluisce controcorrente con i gas prodotti. L’ossidante e il vapore entrano dal basso. Le particelle solide scendono lentamente, incontrando temperature crescenti. L’acqua si libera nella parte alta del reattore, mentre nella parte immediatamente successiva gli elementi più volatili si miscelano con i gas ascendenti. Nella zona inferiore avvengono le reazioni di gassificazione che sono endotermiche, sono quindi favorite dalle basse temperature. Le particelle più pesanti giungono nella parte più bassa del reattore dove si ossidano attraverso reazioni fortemente esotermiche. Le temperature raggiunte sono prossime a 1200°C. A questa temperatura le ceneri fondono e si raccolgono sul fondo del reattore dal quale vengono separate.

I tempi di residenza del carbone nel reattore risultano abbastanza elevati poiché le particelle devono essere di una certa dimensione –non troppo piccole- per non ostacolare il flusso dei gas che risalgono, inoltre la cinetica delle reazioni di riduzione è lenta in assenza di catalizzatori. Per questo motivo i gassificatori a letto fisso hanno dimensioni maggiori degli altri oppure, a pari dimensioni, la produttività di syngas è limitata. Nella zona in cui avviene la pirolisi la temperatura è mantenuta al di sotto della temperatura di fusione delle ceneri (tra i 900°C e i 1000°C) perché a temperature superiori si rischia la coesione del letto. La temperatura raggiunta non è sufficiente per il cracking termico degli idrocarburi più complessi, che rimangono in fase solida: il contenuto di tar nel syngas prodotto è elevato. Tuttavia a causa della non elevata temperatura di uscita del syngas (può essere compresa tra 300 e 550°C) la CGE è elevata. Poiché parte del carbone che arriva nella zona di combustione è già reagito la quantità di ossidante necessaria è ridotta. Per questo motivo è possibile alimentare il gassificatore con aria, poiché la quantità di azoto presente non richiede una elevata spesa energetica.

(22)

22 Figura 2.1: Gassificatore a letto fisso

Gassificatore a letto fluido

In questo tipo di gassificatore il carbone è alimentato nello stesso modo del caso precedente, ma in pezzatura più piccola, inferiore ai 5 mm. Il flusso di ossidate e vapore è alimentato a velocità consistente, tale da garantire un continuo rimescolamento del letto di carbone. La temperatura è uniformemente distribuita all’interno del letto ed è mantenuta tra gli 800°C e i 1000°C. la cinetica è quindi più elevata e tempi di residenza del carbone sono inferiori [3]. A causa della completa miscelazione del carbone con le ceneri è inevitabile che una parte di esso venga eliminata con le ceneri che vengono raccolte sul fondo del reattore e raffreddate: l’efficienza di conversione del carbone è quindi più bassa, in generale non supera il 97%, mentre per i gassificatori a letto fisso e a letto trascinato essa raggiunge il 99% [3]. Una possibilità offerta da questo tipo di reattore è la rimozione dello zolfo all’interno

di esso: è possibile alimentare sorbenti come CaO e CaCO3, che poi vengono eliminati

con le ceneri. Il principale vantaggio di un letto fluido è la possibilità di alimentare contemporaneamente combustibili con diverse caratteristiche e pezzature, infatti le particelle più grandi non reagite possono essere separate dal syngas attraverso dei cicloni e ricircolate all’interno del letto. Anche in questo reattore la temperatura massima è inferiore a quella a cui avviene il cracking termico degli idrocarburi pesanti, quindi abbiamo elevata presenza di tar nel syngas prodotto [3].

(23)

23 Figura 2.2: Gassificatore a letto fluido

Gassificatore a letto trascinato (entrained flow)

Questo reattore è un combustore che opera in difetto di ossigeno. Opera ad una pressione compresa tra 40 e 70 bar e a temperatura molto elevata a causa delle reazioni di ossidazione. Il polverino di carbone ha dimensioni inferiori a 0,1 mm ed è alimentato in equicorrente con l’ossidante e il vapore. A causa delle elevate temperature raggiunte e delle ampie superfici di contatto garantite dalla pezzatura fine, la cinetica delle reazioni è molto veloce. Poiché le temperature raggiunte sono superiori e consentono il cracking termico degli idrocarburi, la conversione del carbone è molto elevata, in generale superiore al 99% e non ci sono idrocarburi pesanti (tar) nel syngas prodotto [3]. I tempi di residenza sono paragonabili a quelli delle caldaie a carbone tradizionali, quindi i gassificatori realizzati secondo questa configurazione sono i più compatti. L’elevata temperatura raggiunta comporta la fusione della maggior parte delle ceneri, che si raccolgono sul fondo sottoforma di slag, che poi viene recuperato, mentre solo la parte più leggera di esse, chiamata fly ashes, rimane in sospensione nel syngas ed è separata attraverso dei cicloni. La CGE diminuisce rispetto agli altri gassificatori, poiché l’avanzamento delle reazioni di ossidazione necessarie per raggiungere elevate temperature consuma parte dell’energia chimica contenuta nel combustibile. Generalmente la CGE per questo tipo di reattore non supera l’80% [4]. Per l’ossidazione è richiesta una elevata quantità di ossidante, pertanto è necessario utilizzare ossigeno: infatti il calore sensibile necessario per

(24)

24 scaldare l’azoto presente ridurrebbe ulteriormente la CGE [3]. A causa dell’elevata compattezza e semplicità costruttiva sono i reattori più utilizzati nelle applicazioni industriali, e di fatto sono gli unici utilizzati negli impianti IGCC alimentati a carbone. Possono essere alimentati con qualsiasi tipo di carbone, tuttavia per la gassificazione delle biomasse sono necessari alcuni accorgimenti poiché la biomassa, a causa delle fibre in essa contenute, può essere macinata finemente solo dopo aver subito alcuni pretrattamenti [5].

Figura 2.3: Gassificatore a letto trascinato

2.2.2 Caratteristiche dei gassificatori a letto trascinato

Scambio termico

Il gassificatore può essere adiabatico o raffreddato:

 un reattore adiabatico è di costruzione più semplice ed immediata: le pareti sono rivestite di un materiale refrattario, tuttavia a causa dell’elevato flusso termico a cui questo materiale è sottoposto il reattore necessita di una frequente manutenzione e sono più probabili eventuali sostituzioni del reattore. Il vantaggio economico relativo alla semplicità si scontra con i costi di manutenzione e mancata produzione.

(25)

25  Un gassificatore raffreddato è dotato di pareti membranate analoghe a quelle utilizzate nei generatori di vapore. Le pareti del gassificatore sono realizzate in acciaio: il sistema di raffreddamento è necessario per garantire che la temperatura non superi quella massima consentita per la resistenza a creep del materiale. Le pareti sono membranate e all’interno dei tubi vi è dell’acqua in cambiamento di fase, la quale garantisce elevati coefficienti di scambio termico. Il vapore prodotto è utilizzato per usi industriali: nel caso di un gassificatore integrato con un ciclo combinato è inviato alla sezione a vapore di tale ciclo. La pressione di evaporazione può essere scelta e dipende dalle caratteristiche della caldaia a recupero. Generalmente si adotta una pressione di evaporazione maggiore della pressione del gas all’interno del reattore in modo tale che, in caso di rottura dei tubi della parete membranata, il syngas non entra nel circuito del vapore, ma il vapore fuoriesce dai tubi e riduce la temperatura del gassificatore facilitando lo spegnimento. Poiché la temperatura dei gas all’interno supera i 1400°C, con una pressione di evaporazione maggiore diminuiscono le irreversibilità legate allo scambio termico, ma la pressione massima è limitata dallo spessore dei tubi. A differenza dei generatori di vapore, le pareti membranate del gassificatore sono protette da scudi di materiale refrattario. Deve essere infatti evitato il contatto diretto tra pareti in metallo e slag poiché le ceneri possono contenere sostanze corrosive.

Alimentazione del combustibile

Per alimentare il combustibile al gassificatore è necessario portarlo ad una pressione superiore a quella presente all’interno del reattore. Poiché è molto complicato comprimere un solido in modo stazionario occorre sfruttare la compressione di un fluido ausiliario. Sono impiegate due diverse tecnologie a seconda del fluido scelto:

 Alimentazione a secco tramite lock hoppers

 Alimentazione a umido tramite slurry di acqua e carbone

Alimentazione tramite lock hoppers

Il polverino di carbone è miscelato con un gas compresso. Il gas deve essere inerte per evitare l’ossidazione della carica in pressione: se il gassificatore è alimentato con l’ossigeno prodotto da un ASU è disponibile dell’azoto, che in genere è utilizzato per questo scopo. La miscela costituita da polverino e azoto non può essere elaborata da un compressore, quindi si utilizza un dispositivo a funzionamento batch chiamato lock hopper: una camera viene riempita dall’alto con il polverino di carbone, poi la valvola di alimentazione viene chiusa e la camera viene pressurizzata con un flusso di gas inerte. A questo punto si apre una valvola sul fondo e la miscela pressurizzata esce. Per raggiungere le pressioni necessarie all’alimentazione del gassificatore, intorno a 40-50 bar, solitamente si usano 2 o 3 camere in serie. Si possono anche realizzare sistemi in

(26)

26 parallelo, in cui mentre una camera è in fase di caricamento l’altra è in scaricamento. Al crescere della pressione aumenta la quantità di inerte richiesto, con un aumento del lavoro di compressione e una maggiore diluzione del syngas, che ne diminuisce il potere calorifico [3].

Figura 2.4: Sistema lock-hopper per la pressurizzazione del carbone alimentato al gassificatore

Alimentazione tramite slurry

Il polverino di carbone è miscelato con acqua: si ottiene un fluido molto viscoso chiamato slurry, che può essere pressurizzato attraverso una pompa. Esiste un limite massimo al rapporto solido/liquido che permette la pompabilità del fluido: di solito il rapporto è 2/3 carbone e 1/3 acqua [3]. Questa soluzione permette i raggiungere pressioni di gassificazione maggiori e quindi gassificatori più compatti mantenendo elevata affidabilità e semplicità costruttiva dell’impianto. Tuttavia la presenza di acqua liquida tra i reagenti diminuisce l’entalpia del flusso in ingresso nel reattore: parte dell’energia chimica del combustibile è utilizzata per l’evaporazione dell’acqua, con una conseguente diminuzione della CGE del processo: mentre per gassificatori alimentati a secco si raggiungono CGE superiori all’80%, con alimentazione tramite slurry in generale la CGE non supera il 65% [3]. L’acqua svolge anche la funzione di moderatore: non è necessario alimentare vapore al gassificatore.

(27)

27

2.3 Configurazione tipica di un impianto IGCC

La configurazione impiantistica tipica di un impianto IGCC alimentato a carbone è rappresentata in figura 2.5. L’impianto è composto da:

 Sezione di gassificazione, che comprende il gassificatore e i sistemi di raffreddamento, secondo una delle configurazione illustrate nel capitolo precedente.

 Sezione di purificazione del syngas, costituita da un sistema di separazione dei gas acidi e dai sistemi di trattamento di questi ultimi.

 Sezione di produzione di potenza, che consiste in un ciclo combinato alimentato dal syngas prodotto, con alcune modifiche che permettono il recupero termico dai processi di raffreddamento del syngas.

 Sezione di separazione aria, necessaria per fornire l’ossigeno al gassificatore. Nei paragrafi successivi vengono descritti in dettaglio i componenti dell’impianto.

(28)

28

2.3.1 Gassificatore

Per gli impianti IGCC alimentati a carbone sono impiegati esclusivamente gassificatori a letto trascinato [2]. Questa scelta è dettata dalle dimensioni dell’impianto: per avere costi specifici accettabili della sezione di potenza si adottano macchine di grande taglia, ed il gassificatore deve fornire portata di syngas necessaria. I gassificatori a letto trascinato garantiscono elevata produzione di syngas anche con dimensioni più compatte.

In generale impiegano ossigeno come ossidante; il processo può avvenire in uno o due stadi. Esistono impianti sia con gassificatore adiabatico che dotato di sistema di raffreddamento. Anche per quanto riguarda l’alimentazione del combustibile esistono sia realizzazioni che impiegano lock hoppers che gassificatori alimentati tramite slurry.

2.3.2 Sezione di separazione aria (ASU)

In tutti gli impianti funzionanti con un gassificatore a letto trascinato l’ossidante alimentato al reattore è ossigeno a elevato grado di purezza. Questa soluzione conviene rispetto alla gassificazione con aria per due motivi:

 Alimentando aria occorre portare alla temperatura necessaria per la gassificazione anche la massa di inerte presente all’interno del reattore, con maggiore avanzamento delle reazioni di combustione e conseguente diminuzione della CGE del gassificatore.

 L’azoto presente nell’aria rimane nel syngas prodotto, diminuisce quindi il suo potere calorifico: a parità di energia termica occorre dimensionare l’impianto per una portata maggiore, con aumento degli ingombri e dei costi di impianto. Nella pratica industriale esistono diverse soluzioni per ottenere un flusso di ossigeno a elevata purezza a partire da un flusso di aria:

 Pressure Swing Adsorber (PSA)  Membrane

 Impianti di distillazione criogenica

Per le taglie di impianto necessarie per l’utilizzo in un IGCC l’unica soluzione industrialmente possibile è la distillazione criogenica. È impiegato un sistema di distillazione a doppia colonna [3]: una colonna opera a pressione di poco superiore alla pressione ambiente e a temperatura intorno a -200°C. Questa colonna svolge sia le funzioni di rettifica che di strippaggio e produce ossigeno e azoto ad elevata purezza. La seconda colonna,che funziona a pressione e temperatura più elevata, ha invece solo la funzione di rettifica: è alimentata con aria compressa e produce un flusso di

(29)

29 azoto ad elevata purezza, mentre dal basso è estratto un flusso di aria arricchita in ossigeno che alimenta la colonna di bassa pressione. Le due colonne sono accoppiate termicamente, il condensatore della colonna di alta pressione funziona come reboiler dell’altra colonna. La configurazione a doppia colonna è rappresentata nella figura 2.6.

Figura 2.6: Schema di un ASU a doppia colonna

Il processo di separazione è molto costoso dal punto di vista energetico: l’energia necessaria per comprimere l’aria fino a 5 o 6 bar costituisce il principale costo energetico dell’ASU e può raggiungere il 10% dell’energia complessivamente prodotta dall’impianto IGCC [3].

L’ASU può essere integrata con il ciclo di potenza se una parte dell’aria compressa necessaria viene spillata dal compressore della turbina a gas per essere inviata all’ASU. Questa soluzione presenta un miglior rendimento di compressione dell’aria, infatti il compressore di una turbina a gas ha efficienza fluidodinamica più elevata. Inoltre il compressore dell’ASU deve essere dimensionato per elaborare una portata minore, con costi di investimento inferiori; infine aumentando la portata elaborata dal compressore del ciclo a gas a pari portata in turbina diminuisce il rischio di stallo. Gli svantaggi di questa soluzione sono una maggiore complicazione dell’impianto ed una forte riduzione della flessibilità del sistema. L’aria in ingresso a pressione maggiore rende necessario pressurizzare l’impianto di separazione che quindi produce ossigeno e azoto pressurizzati, inoltre è necessario adottare un sistema per il raffreddamento dell’aria spillata. La flessibilità di utilizzo si riduce poiché l’ASU ha elevatissime inerzie

(30)

30 termiche e quindi transitori lunghissimi in occasione delle fermate dell’impianto, durante le quali sarebbe in ogni caso richiesto il funzionamento del compressore del ciclo a gas. Per questo motivo una integrazione totale sarebbe impensabile: in alcuni impianti si sceglie un’integrazione parziale dell’ASU [2], ma nella maggior parte dei casi la maggiore complessità dell’impianto e la ridotta flessibilità portano alla scelta di un’ASU non integrata, nonostante i vantaggi fluidodinamici e per l’efficienza della turbina a gas che l’integrazione comporterebbe.

2.3.3 Raffreddamento del syngas

Caratteristica comune a tutti i gassificatori a letto trascinato è che il syngas è prodotto ad elevata temperatura; è quindi necessario recuperare calore raffreddando il syngas. Il calore così recuperato è una parte non trascurabile dell’energia chimica del combustibile di partenza, pertanto l’efficienza dell’intero impianto IGCC dipende fortemente dalla bontà termodinamica del processo di raffreddamento. Dal punto di vista termodinamico la scelta migliore sarebbe inviare il syngas ad alta temperatura alla turbina a gas. In questo modo il calore sensibile del syngas contribuisce al riscaldamento del fluido di lavoro: viene convertito in lavoro con la stessa efficienza del ciclo a gas. A parità di temperatura massima del ciclo a gas, che è fissata dai limiti superiori imposti dai materiali, se il syngas è a temperatura maggiore è possibile inviarne al combustore una quantità minore. Inoltre con questa soluzione non ci sarebbe alcuna necessità dei dispositivi di raffreddamento con conseguente semplificazione dell’impianto e riduzione dei costi di investimento. Tuttavia sarebbe necessario realizzare una consistente parte dell’impianto in materiale resistente ad alta temperatura, che sono spesso materiali innovativi e dal costo specifico elevato. Inoltre il syngas all’uscita del gassificatore contiene diverse sostanze come composti dello zolfo oltre a fly ashes e particolato che sono dannosi per la turbina a gas o l’HRSG, o che in ogni caso non possono essere liberate nell’ambiente circostante. È necessario quindi rimuovere queste sostanze dal syngas prima della sua combustione, come sarà illustrato in seguito.

Negli impianti IGCC esistenti sono impiegate tecniche di rimozione, basate su filtri o sistemi ad assorbimento chimico o fisico, che non tollerano gas ad alta temperatura. È necessario raffreddare il syngas fino ad una temperatura intorno ai 250°C prima di inviarlo ai dispositivi di trattamento. Attualmente sono allo studio processi che permetterebbero la pulizia del syngas a temperature più elevate, anche fino a 500°C, che vanno sotto il nome di Hot Gas Clean Up (HCGU). Se fosse possibile effettuare la pulizia del syngas a queste temperature si avrebbero i vantaggi esposti in precedenza: eliminazione di parte degli scambiatori, con una notevole semplificazione dell’impianto, e un più efficiente recupero termico. Tuttavia questi processi sono ancora in fase di sviluppo e non si prevedono applicazioni a livello industriale a breve termine.

(31)

31 Negli impianti IGCC esistenti oggi il calore è recuperato attraverso scambiatori ed è utilizzato per generare vapore che poi espande nella turbina a vapore producendo lavoro. Uno scambiatore convettivo tradizionale non è compatibile con la temperatura di uscita dal gassificatore, inoltre il gas contiene ceneri sottoforma di slag allo stato liquido che potrebbero danneggiare i banchi dello scambiatore. Per raffreddare il syngas fino alla temperatura di solidificazione dello slag esistono 4 configurazioni di impianto:

 Syngas cooler radiativo: il raffreddamento dalle condizioni di uscita del gassificatore (1200-1400°C) fino alla temperatura di 900°C avviene in un cooler radiativo: si tratta di una grande camera in cui lo scambio termico avviene soprattutto per irraggiamento. Qui lo slag solidifica e poi viene separato attraverso cicloni. Il syngas viene ulteriormente raffreddato in uno scambiatore convettivo, che lo porta ad una temperatura di 250-300°C. Entrambi gli scambiatori producono vapore ad alta o media pressione che è poi inviato alla turbina del ciclo a vapore. Il recupero termico è efficiente, ma a causa delle dimensioni dello scambiatore radiativo è una soluzione dall’elevato costo di investimento [3].

Figura 2.7: Syngas cooler radiativo e convettivo

 Gas quench: si effettua uno spegnimento (quench) del syngas ad alta temperatura attraverso la miscelazione con syngas ricircolato all’uscita di un

(32)

32 cooler convettivo che ha una temperatura di circa 300°C. Il syngas è portato ad una temperatura pari a 900-1000°C. A questa temperatura le ceneri solidificano e vengono separate con un ciclone. A valle del quench il raffreddamento prosegue in un cooler convettivo che produce il vapore ad alta pressione necessario per la turbina a vapore [3].

Figura 2.8: Gas Quench

 Water quench totale: il quench può essere effettuato saturando il syngas con dell’acqua allo stato liquido. In questo caso la temperatura raggiunta dipende dalla pressione di gassificazione, ma di solito è intorno ai 250°C. E’ un sistema molto più economico ed affidabile: non ci sono grandi scambiatori che operano ad elevata temperatura. La quantità di calore recuperata è la stessa dei due casi precedenti, ma si tratta di calore disponibile a temperatura più bassa, che verrà quindi convertito in lavoro con rendimento minore. Con questa configurazione le ceneri vengono recuperate con l’acqua [3].

(33)

33 Figura 2.9: Water quench totale

 Water quench parziale: è possibile abbassare la temperatura del syngas attraverso il quench con acqua fino alla temperatura di solidificazione delle ceneri, poi raffreddarlo in uno scambiatore convettivo. In questo modo si elimina lo scambiatore radiativo che è il componente più ingombrante e costoso, ma si produce una certa quantità di vapore ad alta pressione nello scambiatore convettivo. Questa soluzione potrebbe garantire una buona efficienza di conversione senza i problemi legati allo scambiatore radiativo, tuttavia non ha ancora trovato applicazione industriale [6].

Figura 2.10: Water Quench parziale

Le due principali tecnologie commerciali oggi esistenti, che utilizzano le soluzioni descritte per il gassificatore e la configurazione del sistema raffreddamento del singas, sono descritte di seguito:

(34)

34  Tecnologia Shell: Il gassificatore è monostadio, raffreddato tramite pareti membranate e con alimentazione a secco tramite lock-hoppers. Combustibile, ossidante e vapore sono alimentati dal basso. Il syngas in uscita dal reattore è raffreddato con quench ad alta temperatura tramite ricircolazione di syngas già raffreddato. Dopo aver separato lo slag tramite cicloni, si utilizza uno scambiatore convettivo per produrre vapore ad alta pressione.

Figura 2.11: Gassificatore di tecnologia Shell [3]

 Tecnologia GE Energy/Texaco: Il gassificatore è monostadio e adiabatico con pareti refrattarie. Il combustibile è alimentato tramite slurry ed entra dall’alto, insieme all’ossidante. Il syngas esce dal basso ad una temperatura leggermente inferiore rispetto al gassificatore prodotto da shell a causa del consumo di calore necessario all’evaporazione dell’acqua. L’alimentazione con slurry permette di raggiungere una pressione di gassificazione maggiore. Per il raffreddamento del syngas sono previste due modalità differenti: il raffreddamento con scambiatore radiativo e convettivo oppure un quench totale con acqua liquida.

(35)

35 Figura 2.12: Gassificatore di tecnologia GE Energy/Texaco[3]

2.3.4 Depurazione del syngas

Il syngas in uscita dai syngas coolers contiene numerose sostanze che è necessario rimuovere prima della combustione: si tratta di ceneri fini o particolato che potrebbero danneggiare parti dell’impianto, oltre a sostanze gassose che, dopo la combustione, si convertono in sostanze inquinanti. Le ceneri e le particelle di grosse dimensioni sono separate tramite cicloni che operano ad alta temperatura, secondo le configurazioni descritte nel paragrafo precedente, per evitare che tali particelle sporchino o danneggino i banchi degli scambiatori convettivi.

A valle dei syngas cooler è impiegato uno scrubber ad acqua che consente di rimuove le particelle di dimensioni più contenute, oltre agli inquinanti solubili in acqua, come

HCN e NH3, che vanno rimossi per evitare problemi di sporcamento o di erosione in

turbina. L’acqua viene in parte riciclata dopo essere stata trattata per la rimozione degli inquinanti presenti.

Invece per l’eliminazione dei gas acidi, costituiti principalmente da H2S, sono impiegati

sistemi ad assorbimento. È utile rimuovere l’H2S dal syngas prima della combustione,

per evitare la formazione di ossidi di zolfo. L’eliminazione di SO2 dai gas combusti è

un’operazione molto più onerosa e le efficienza raggiunta è minore, poiché le portate in gioco sono molto maggiori e le concentrazioni delle specie inquinanti minori. Durante il processo di gassificazione è prodotta anche una piccola quantità di COS, che è

(36)

36

convertita in H2S a monte del processo di rimozione di quest’ultimo, attraverso una

reazione di idrolizzazione: COS + H2O → CO2 + H2S.

Figura 2.13: Scrubber ad acqua

I solventi impiegati per il processo di assorbimento possono essere fisici o chimici. I processi di assorbimento sono favoriti dalle basse temperature e dalle alte pressioni,

mentre la rigenerazione del solvente ricco di H2S può essere effettuata a bassa

pressione, tramite camere di flash, oppure in una colonna di stripping, nella quale la soluzione viene a contatto con una portata di vapore ad elevata temperatura, alla quale cede il gas assorbito.

I solventi di tipo chimico sono generalmente soluzioni acquose contenenti etanoloammine (MEA, DEA), composti dall’elevata solubilità costituite da ammoniaca nella quale uno o più atomi di idrogeno sono sostituiti da gruppi funzionali organici. Le ammine possono reagire con i gas acidi formando legami ionici, per questo motivo garantiscono un assorbimento elevato anche per basse pressioni parziali del gas, ma per elevate pressioni il solvente si satura progressivamente [7].

Come solventi fisici invece sono utilizzati fluidi organici, come glicoli o metanolo, i quali non formano legami chimici, ma sono in grado di assorbire i gas acidi in soluzione [7]. La quantità di soluto assorbito dipende quindi proporzionalmente dalla sua pressione parziale, secondo la legge di Henry. Pertanto a pressione elevata l’efficienza di

(37)

37 rimozione sarà più elevata di quella ottenibile con un processo di assorbimento chimico.

Figura 2.14: Curva di solubilizzazione della CO2 nei solventi chimici e fisici

Segue una breve descrizione dei processi comunemente impiegati per la rimozione dei gas acidi in un impianto IGCC: si tratta di due processi di assorbimento fisico che vanno sotto il nome commerciale di processo Selexol e processo Rectisol, oltre ad un processo di tipo chimico che utilizza come solvente metil-dietanoloammine [7].

 Processo Selexol: è un processo basato su fenomeni di assorbimento fisico.Il gas è posto in contatto con il solvente povero di soluto, che porta in soluzione

l’H2S ed una frazione della CO2 presente. L’assorbimento è un processo

esotermico ed è favorito a bassa temperatura, in particolare avviene a circa 35°C. La soluzione così ottenuta è rigenerata tramite camere di flash multiple o colonne di desorbimento. Il solvente impiegato è una miscela di dimetil-etere e glicole–polietilene: questa scelta garantisce costi contenuti, data la possibilità di rigenerazione con dispendio energetico contenuto, ed un impatto ambientale accettabile. La rigenerazione avviene tramite una soluzione acquosa, dalla

quale l’H2S viene separato per evaporazione: il calore necessario

all’evaporazione, come quello impiegato per il reboiler della colonna è fornito da una portata di vapore a bassa pressione spillato dal ciclo di potenza.

(38)

38 Figura 2.15: Schema processo Selexol

 Processo Rectisol: si tratta anche in questo caso di un processo di assorbimento fisico, che utilizza metanolo come solvente. Questa soluzione permette di raggiungere efficienze di rimozione maggiori per quanto riguarda

l’H2S, inoltre rimuove efficacemente altri inquinanti come ammoniaca, mercurio

o HCN. Lo svantaggio principale è rappresentato dal fatto che per assorbire tali sostanze è necessario operare a temperature intorno a -20°C/-40°C, con un consistente aumento dei consumi energetici degli ausiliari, nonostante il calore necessario per la colonna di stripping diminuisce. È quindi quello che ha i costi più elevati tra i processi adottati negli impianti IGCC.

(39)

39 Figura 2.16: Schema processo Rectisol [7]

 Assorbimento chimico tramite metil-dietanoloammine (MDEA): si tratta di un processo di assorbimento di tipo chimico. Il syngas è posto a contatto con il solvente. Le reazioni di assorbimento chimico sono esotermiche avvengono quindi ad una temperatura tra i 40°C e i 70°C, a pressione moderata, mentre la rigenerazione avviene per riscaldamento. Il solvente è scelto a causa dell’elevata solubilità in acqua, scarsa volatilità, elevata efficienza di assorbimento e basso costo. La cinetica del processo è più veloce rispetto ai processi di assorbimento fisico, pertanto le dimensioni dell’impianto sono più contenute, con conseguente riduzione dei costi. Anche i costi energetici per il pompaggio sono inferiori, tuttavia è più elevata la richiesta termica per la rigenerazione.